Газовые скопления. Виды и особенности их формирования. Газогеохимические провинции

    Все изученные гидраты кристаллизуются  в одной из двух структур:

1. в объемно-центрированной кубической решетке с параметром 1,2 нм;
2. в гранецентрированной решетке с параметром 1,75 нм.

    У структуры 1 элементарная ячейка состоит  из 8 полостей- 2 малых (d= 0,52 нм) и в больших   (d= 0,59 нм); у структуры 2 – из  16 малых (d= 0,48 нм) и 8 больших (d= 0,69 нм).

    Природные газы в большинстве случаев образуют смешанные гидраты структуры 2, большие полости которых заняты пропаном и бутанами, а малые – метаном, этаном, углекислотой и другим газами. При избытке последних, когда пропан и бутаны полностью перейдут в гидраты, могут образовываться гидраты структуры 1.

    Условия образования гидратов газа принято изображать в виде гетерогенных фазового состояния в координатах температура – давление, которые показывают начальные условия образования гидратов чистых газов или их смесей.

    Наиболее  легко переходят в гидрат сероводород  и пропан, наиболее трудно – азот, аргон. Гелий в гидрат не переходит и может лишь в ничтожных количествах захватываться гидратной решеткой как примесь. Исходя из  этого следует, что при гидратообразовании происходит фракционирование состава природного газа: гомологи метана и сероводород накапливаются в гидрате, а оставшаяся газовая фаза обогащается азотом, аргоном и гелием.

    На  равновесные условия гидратообразования большое влияние оказывает минерализация  воды: чем она больше, тем более  низкие температуры или более  высокие давления необходимы для образования гидратов. Ориентировочно повышение минерализации воды на каждые 10 г/л NaCl снижает равновесную температуру гидратообразования на 0,5 ^ͦ.

    При образовании газовых гидратов меняется качественный состав не только газа, но и воды. В гидрат переходит только пресная вод, и, следовательно минерализация оставшейся пластовой воды будет возрастать прямо пропорционально доле воды, перешедшей в гидрат. Поэтому в зонах гидратообразования минерализация вод должна быть  при прочих равных условиях выше, что может быть использовано в качестве дополнительного критерия,подтверждающего прохождение данного процесса.

При образовании  гидратов, один объем воды может  связывать от 70 до 300 объемов газа. Соответственно и плотность  газогидратов меняется в широком диапазоне – от 0.8 до 1.8 г/см³.

    Газогидраты в кернах – монокристаллы длиной до 1,3 м или  в смеси с породой  – подняты из ряда скважин в  Тихом океане (Центральноамериканский и Перуанский желобы), в Атлантическом  океане (хр. Блейк–Аутер) и в подводном  конусе выноса реки Миссисипи в Мексиканском заливе. В виде отдельных кристаллов и стяжений в породах они подняты при донном пробоотборе на Черном, Каспийском, Охотском, Японском и многих других морях. Основной их визуальный признак – льдистые стяжения, кристаллы, снегоподобная масса с температурой выше 0 ^ͦ С, которые при комнатных условиях быстро разлагаются с выделением горючего газа.

    Выявление газогидратных кернов в скважинах  нефтегазоносных бассейнов требует  применения специальных герметичных  термостатируемых пробоотборникрв и соответствующей технологии бурения. В качестве примера газогидратного месторождения России часто приводится сеноманская залежь Мессояхского месторождения. Однако факт присутствия природных газогидратов  убедительно пока не доказан.

    По данным Г.Д. Гинсбурга и др, в антарктических шельфовых морях газогидраты могут существовать практически повсеместно, а на арктических шельфах – примерно на 35% их площади, причем не сплошь, а прерывисто. На остальной части Мирового океана термобарическая зона стабильности гидратов имеется повсюду. Кроме шельфов и в некоторых случаях верхних частей континентальных склонов. Максимальная глубина зон возможного газогидратообразования (ЗВГО) достигает 1300 м ниже дна моря.

    Очевидно, что необходимыми условиями газогидратонакопления являются не только соответствующая термодинамическая обстановка в  недрах, но также и генетические предпосылки, обеспечивающие наличие достаточного количества газа. В первую очередь они имеются в континентальных и шельфовых НГБ, где в процессе диагенеза и катагенеза газ генерируется, а при миграции поступает в ЗВГО. В этом случае наиболее реальным механизмом гозогидратообразования является прогрессирующее охлаждение недр в зонах распространения структур со свободными газовыми скоплениями. Процесс образования гидратов активно протекает на газоводяном контакте за счет участия свободной воды. Внутри залежи он происходит значительно менее интенсивно, поскольку гидратообразование из связной и капиллярной воды требует гораздо более низких температур, чем в случае свободной воды ( примерно на 6-8 ^ͦ С).

    Наиболее  благоприятными для образования  гидратов являются периферийные области  Мирового океана и континентальные  склоны. Мощность осадков здесь может  достигать 10-15 км, содержание С_орг в среднем 0,8 – 1%. Поэтому газогенерационные процессы достаточно активны, а образование гидратов может успешно происходить в процессе массового гравитационного перемещения осадков при лавинной седиментации с высвобождением значительных количеств газа и его перемещения в зону стабильности газогидратов. Возможны также и другие реальные процессы газогидратообразования в осадках акватории [1]. 
 

2.4. Современные  представления о гидрогеохимических  и газогидрогеохимических показателях  нефтегазоносности недр.

    Использование гидрогеологических показателей для оценки перспектив нефтегазоносности обусловлено значительной ролью подземных вод в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

    Региональный  прогноз нефтегазоносности недр по газогидрогеохимическим критериям  основан на изучении состава подземных вод и водорастворенных газов (ВРГ) в связи с закономерностями в размещении скоплений УВ в НГБ, НГО, НГР, в отдельной зоне, в пределах того или иного стратиграфического интервала разреза и т.п. Локальный прогноз основан на исследовании процессов диффузионного перераспределения нефтей, газов, конденсатов, водорастворенного органического вещества, микроэлементов в системе залеж – вода и должен ответить на вопрос о продуктивности конкретного участка по данным бурения первых поисковых скважин.

    Современная гидрогеохимическая обстановка характеризуется  следующими показателями: минерально-гидрохимическими (макро- и микрокомпонентный состав вод), газовыми (состав и  упругость  водорастворенных газов).

Показатели  ионно-солевого состава вод- минерализация, тип вод, степень метаморфизма (коэффициенты rNa/rCl, rCl/rBr)  характеризуют гидрогеологическую закрытость недр, связь их с поверхностью или наличие межрезервуарных перетоков.

    К наиболее информативным газовым  показателям на стадии регионального прогнозирования относятся ВРГ, упругость, наличие тяжелых углеводородов (ТУ), бтогенного  азота.

    Обобщение фактических данных по ВРГ создает  предпосылки для районирования  зон преимущественного  нефте- и  газонакопления при раздельном прогнозе обладает величина коэффициента газонасыщенности, определяемого отношением давления насыщения газом подземных вод к пластовому давлению (k_г= p_г/р_пл).

    При решении вопросов нефтегазоносности  локальных структур высоко информативными, по мнению многих исследователей, являются качественные и количественные характеристики солевого состава вод и состава ВРГ, поскольку они отражают наличие гидрохимических и газохимических аномалий. Эти аномалии возникают как следствие ореолов рассеяния углеводородных скоплений, а их характеристики изменяются по мере приближения к залежам и удаления от них. Аномалии определяются особенностями формирования залежей, их фазовым состоянием и генезисом подземных вод.

    В состав ВРГ, наряду с углеводородными  газами (метаном и его гомологами), входят в различных количествах неуглеводородные компоненты, среди которых следует отметить азот, углекислый газ и сероводород.

    Генезис углеводородных газов сложен и весьма разнообразен. Эти газы могут генерироваться совместно с УВ, ОВ материнских  пород, поступать из глубинных источников, возникать в результате окисления нефтей, разрушения залежей и т.п.

    Азот  по своему содержанию часто является наиболее существенным компонентом. В  отличие от углеводородных газов, имеющих  своим источником ОВ, образование  азота может происходить несколькими путями. В залежах может накапливаться азот воздушный, биогенный, радиогенный и вулканогенный.О присутствии вулканогенного азота можно судить по аналогии с территориями, в пределах которых установлен генезис скоплений высокоазотных  газов, поступивших в ловушки по глубинным разломам. В платформенных мезозойских отложениях Западно-Сибирского  НГБ (моложе триасовой системы) проявлений вулканизма и наличие вулканогенных пород не установлено. Однако последние широко развиты в тафрогенном триасовом комплексе и палеозойском фундаменте. В результате активизации разломов, ограничивающих триасовые грабены и разделяющих блоки палеозойского фундамента, в базальные слои платформенного чехла поступают фумарольные воды и газы. Повышенное содержание азота (от 30 до 93%) в ВРГ метаморфизованных пород палеозойского фундамента установлено на ряде площадей вблизи Южного складчатого обрамления (Верхнетарская, Заречная, Крыловская, Кыкинская и другие площади). Вышележащие горизонты юры и мела характеризуются фоновыми величинами содержания N₂ в пределах 5-15%.

    Содержание  азота и углекислого газа:

    Основная  масса азота в водах мезозойских  горизонтов имеет биогенное происхождение  и связана с бактериальным  денитрифицированием азотсодержащих белковых компонентов нефтей и высвобождением азота из разрушающегося ОВ пород в процессе их ката- и метагенеза.

   В водах гидрокарбонатно-натриевого типа инфильтрационного генезиса азот имеет атмосферное происхождение. При колебаниях содержания азота  от 3,34 до 97,8 % (по объему) средневзвешенное и значение отношения Ar*100/N₂ составляет 11,25. Воды остальных типов, присутствующие во внутренних  закрытых областях бассейна, имеют в среднем более низкое содержание азота. В этих типах доля биогенного азота составляет 72,4-95,7% от общего количества азота в анализе.

    Сероводород, образующийся в газах в результате микробиальной редукции сульфатов, практически не обнаруживается в  составе ВРГ Западно-Сибирского НГБ.

Углекислый  газ, так же как и азот, может  присутствовать в составе ВРГ в значительных количествах. В отличие от азота для углекислого газа характерна высокая растворимость в воде, которая увеличивается с повышением пластового давления  и температуры.

На основе данных об изотопном составе углерода в газах мезозойских и палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты выделены две генетические группы СО₂. Первая, обогащенная менее тяжелым изотопом углерода, имеет своим источником РОВ, а также нефти, подвергшиеся катагенному преобразованию или бактериальному окислению. Во второй группе с более тяжелым изотопом  углерода углекислый газ имеет экзогенное происхождение. Рассмотрение геохимических особенностей  Западно-Сибирского артезианского бассейна дает основание предполагать, что их повышенные и высокие концентрации связаны в основном с преобразованием существующих залежей УВ.

    Все упомянутые характеристики подземных  вод и водорастворенных газов  используются совместно, образуя комплекс информативных показателей нефтегазоносности [3]. 
 

2. Виды и  особенности их формирования.

Скопления нефти и газа подразделяются на две  категории: локальные и региональные. Такое деление предложил А. Л. Бакиров, опубликовавший в тру¬дах  Международного геологического конгресса (1964 г.) единую класси¬фикацию всех категорий  скоплений нефти и газа в земной коре. В катего¬рию локальных скоплений им вклю¬чаются залежи и местоскопления. Залежь нефти  и газа представляет собой естественное локальное (единич-ное) скопление нефти и газа в прони¬цаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанав¬ливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемешаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

Местоскопления  нефти и газа - это совокупность за¬лежей нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким  естественным ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по размерам площади, контролируемой единым структурным элементом.

Термин  “месторождение”- нефти и газа не отвечает дейст¬вительному смыслу этого  слова, образование залежей происходит в результате сложных миграционный процессов, протекающих в недрах, поэтому правильнее говорить и «местоскопление» залежей  нефти и газа.